Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto
Avaliação Técnico-Económica de Aproveitamentos
Hidroelétricos – Foz Tua
Tomás Manuel Gaspar Moura Martins
Dissertação realizada no âmbito do
Mestrado Integrado em Engenharia Electrotécnica e de Computadores
Major Energia
Orientador: Prof. Dr. António Sepúlveda Machado e Moura
ii
iii
Resumo
Portugal enfrenta atualmente vários desafios, com as políticas energéticas a focarem-se cada vez mais na problemática ambiental e o aumento de consumo previsto para as próximas décadas, tem havido uma preocupação na reestruturação do parque eletroprodutor nacional apostando nas energias limpas e, no caso da hídrica, com um conjunto de novos aproveitamentos que visam dar resposta às metas ambientais com que nos comprometemos, e procurando tirar partido do potencial hídrico por explorar.
Nesta dissertação, será feito o estudo do Aproveitamento Hidroelétrico de Foz Tua (AHFT), fazendo uma abordagem técnica que procura avaliar económicamente o mérito deste projeto, considerando o enquadramento regulatório em ambiente de mercado e os serviços de sistema a fornecer.
Será feita uma descrição técnica dos equipamentos e infraestruturas presentes no empreendimento e quais as razões na escolha destes equipamentos.
Partindo do planeamento feito, em termos de pagamentos e recebimentos ao longo do tempo de vida do AHFT, é realizada uma avaliação económica quantitativa e qualitativa. Baseando esta análise em indicadores económicos que irão permitir avaliar o risco inerente ao projeto para os investidores e a sua viabilidade económica. Do ponto de vista qualitativo, avaliar-se-á o potencial de crescimento regional, tanto em termos socioeconómicos como em termos culturais e o impacte ambiental afecto a este tipo de projetos.
Após a finalização do estudo conclui-se que este é um projeto sólido do ponto de vista económico,e com enormes mais valias para o sistema eletroprodutor português e a sua sustentabilidade. As medidas de estímulo socioeconómico da região e da proteção do seu património natural são adequadas e dão resposta aos problemas encontrados.
Palavras-chave: Aproveitamento Hidroelétrico de Foz Tua, EDP, Reversível, Análise Económica, WACC, TIR
iv
Abstract
Portugal faces several challenges, with energetic policies increasing its focus on environmental issues and the predicted energy demand rising in the next decades, there has been a growing concern in restructuring the national generation electric system, betting on clean energy sources, and when it comes to hydro power, with an array of new hydro plants that try to answer the environment concerns and maximize the unexplored potential of hydro power in Portugal.
In this thesis, we will study the Foz Tua Hydroelectric Plant (FTHP), using a technical approach that intends to evaluate economically the validity of the project in question, considering the market in which the plant will operate and the system services it will provide. From the planning done, both in terms of payments and receipts along the FTHP lifetime, an economical evaluation will be done, both in qualitative and quantitative terms.
A technical description will be made, regarding equipment and infrastructures implemented in the plant and a discussion about its advantages. Basing this analysis in economic indicators which will allow us to evaluate the perceived risk of the project for the investors and its economic viability.
From a qualitative point of view, we’ll evaluate the regional growth potential, both in a socioeconomic lenses and also regarding cultural aspects and the environment impact these projects bring to the region.
After finalizing the study, it is conclused that this is a solid project from a socioeconomic point of view and with great advantages for the portuguese electric system and its sustainability. The measures to promote the socioeconomic growth of the region and the protection of the surrounding natural environment are adequate for the troubles faced.
v
Índice
Resumo ... iii
Abstract ... iv
Índice ... v
Lista de figuras ... vii
Lista de tabelas ... viii
Lista de gráficos ... ix
Abreviaturas e Símbolos ... x
Capítulo 1 ... 1
Introdução... 1
1.1 - Enquadramento inicial e Motivação ... 1
1.2 - Objetivos ... 3
1.3 - Organização do Trabalho ... 3
Capítulo 2 ... 5
A Evolução do Parque Hidroelétrico em Portugal ... 5
2.1 - Retrospectiva Histórica ... 5
2.2 - Políticas Energéticas ... 13
2.3 - O Futuro da Energia Hídrica em Portugal ... 18
2.3.1 - Consumo de energia elétrica em Portugal ... 18
2.3.2 - Dependência energética e potencial hidrológico a explorar ... 19
2.3.3 - Aproveitamentos hidroelétricos futuros e reforços de potência ... 20
2.3.3 - Bacia hidrográfica do Douro ... 21
2.4 - Aproveitamento Hidrológico de Foz Tua ... 23
Capítulo 3 ... 25
Análise Técnica... 25
3.1 - Localização ... 25
3.2 - Princípio de Funcionamento ... 26
3.3 - Planta Geral do Aproveitamento ... 28
3.4 - Albufeira ... 29
3.5 - Barragem ... 29
3.6 - Orgãos de Segurança ... 31
3.6.1 - Descarregador de Cheias ... 31
vi
3.6.3 - Dispositivo de caudal ecológico ... 34
3.7 - Circuitos Hidráulicos ... 36 3.7.1 - Restituição ... 37 3.8 - Central Hidroelétrica ... 38 3.8.1 - Grupos Geradores ... 40 3.8.1.1 - Turbina/bomba ... 42 3.8.1.2 - Alternador/Motor ... 44
3.8.2 - Sistema de Desafogamento da Roda ... 45
3.8.3 - Sistema de Arranque ... 45
3.8.4 - Sistema de Excitação ... 46
3.8.5 - Sistema de Regulação de Velocidade ... 47
3.9 - Subestação ... 49
Capítulo 4 ... 51
Análise Económica ... 51 4.1 - Planeamento do Projeto ... 51 4.1.1 - Fase de Construção ... 52 4.1.1 - Fase de Exploração ... 52 4.2 - Investimentos e Pagamentos ... 53 4.2.1 - Execução ... 53 4.2.2 - O&M e Pessoal ... 53 4.2.3 - Fundo do Tua ... 54 4.3 - Recebimentos ... 54 4.3.1 - Mercados de Eletricidade ... 54 4.3.1.1 - MIBEL ... 54 4.1.1.2 - Estimativa de Remuneração ... 57 4.3.2 - Serviços de Sistema ... 654.3.2.1 - Estimativa de Remuneração Considerada ... 67
4.3.3 - Garantia de Potência ... 68 4.4 - Análise Financeira ... 68 4.5 - Análise Quantitativa ... 69 4.5.1 - Análise Determinística ... 70 4.5.2 - Análise de Risco ... 72 4.6 - Análise Qualitativa ... 75
Capítulo 5 ... 79
Conclusões ... 79 5.1 - Conclusões ... 79 5.2 - Trabalhos Futuros ... 82Referências ... 83
Anexos ... 88
vii
Lista de Figuras
Figura 2.1 – Aproveitamentos hidroelétricos e reforços de potência do Douro Nacional [33] ... 20
Figura 3.1 – Mapa da Bacia Hidrográfica do Tua [74] ... 25
Figura 3.2 – Exemplo do princípio de funcionamento de uma central reversível, com modo turbinamento em cima e modo de bombagem em baixo [43] ... 26
Figura 3.3 – Planta Geral do AHFT [33] ... 27
Figura 3.4 - Planta geral da barragem do AHFT [47] ... 29
Figura 3.5 – Descarregador de cheias do AHFT (Corte transversal) [33]... 30
Figura 3.6 – Perfil longitudinal da descarga de fundo do AHFT. [74] ... 32
Figura 3.7 – Perfil Longitudinal do dispositivo de caudal ecológico. [47] ... 34
Figura 3.8 – Perfil Longitudinal do circuito hidráulico do AHFT [39] ... 35
Figura 3.9 – Perfil longitudinal da restituiçao do grupo hidráulico [47] ... 36
Figura 3.10 – Antevisão do aspecto final da central hidroelétrica [48] ... 38
Figura 3.11 - Corte transversal da central hidroelétrica do AHFT [39] ... 39
Figura 3.12 – Perfil Longitudinal do grupo gerador G1 [29] ... 40
Figura 3.13 - Sistema de Excitação dos grupos geradores [51] ... 46
Figura 3.14 – Planta Geral da subestação do AHFT [48] ... 48
Figura 4.1 – Estrutura da Cascata do DNA [74] ... 51
Figura 4.2 – Esquema do Método de Simulação [74] ... 58
viii
Lista de Tabelas
Tabela 2.1 – Aproveitamentos hidroelétricos construídos nos anos 50 [1] ... 5
Tabela 2.2 – Aproveitamentos hidroelétricos construídos nas décadas de 70 e 80 [1] ... 7
Tabela 2.3 – Aproveitamentos hidroelétricos construídos nos anos 90. [1] ... 9
Tabela 2.4 – Aproveitamentos do PNBEPH [18] ... 14
Tabela 2.5 – Novos aproveitamentos hidroelétricos e reforços de potência previstos para 2022 [27] ... 19
Tabela 2.6 – Comparação entre a Bacia Hidrográfica Espanhola e Portuguesa do rio Douro [35] ... 21
Tabela 3.1 – Características técnicas da albufeira do AHFT [45] ... 28
Tabela 3.2 – Características técnicas da barragem do AHFT [45] ... 30
Tabela 3.3 – Características técnicas do descarregador de cheias [45] ... 31
Tabela 3.4 - Características técnicas da descarga de fundo do AHFT [45] ... 33
Tabela 3.5 – Características do dispositivo de caudal ecológico do AHFT [45] ... 34
Tabela 3.6 – Características técnicas dos túneis de restituição [45] ... 37
Tabela 3.7 – Características técnicas da Estrutura de Restituição [45] ... 37
Tabela 3.8 – Condições Hidráulicas de Exploração [45] ... 41
Tabela 3.9 – Características dos modos de operação das turbinas-bomba do AHFT [45] ... 42
Tabela 4.1 – Principais características das centrais hidroelétricas do DNA [74] ... 57
Tabela 4.2 – Resultados Obtidos “sem Foz Tua” num Ano Normal, em média de regimes ... 60
Tabela 4.3 – Resultados Obtidos “com Foz Tua” num Ano Normal, em média de regimes ... 61
ix
Lista de Gráficos
Gráfico 2.1 – Potência Total Instalada Hídrica e Térmica (esq.) e Percentagem da Hídrica na Potência
Total Instalada (dir.) [1] ... 8
Gráfico 2.2 – Produção de Energia Elétrica de origem Hídrica e Térmica (esq.) e Percentagem da Hídrica na Produção de Energia Elétrica (dir.) [1] ... 8
Gráfico 2.3 – Evolução do consumo energético em Portugal [8] ... 10
Gráfico 2.4 – Índice de Produtibilidade de Energia Hidroelétrica em Portugal [8] ... 11
Gráfico 2.5 – Diagrama de Cargas Total num dia de Verão (23-08-2013) ... 11
Gráfico 2.6 – Diagrama de Cargas Total num dia de Inverno (23-02-2013) ... 12
Gráfico 2.7 - Cenários de evolução da procura da energia elétrica em Portugal até 2022 [27] ... 17
Gráfico 2.8 - Histórico e perspectivas de evolução sazonais das pontas de carga até 2022 [27] ... 18
Gráfico 2.9 - Potencial hídrico não aproveitado vs dependência energética externa [31] ... 18
Gráfico 2.10 – Produção hídrica média de cada Bacia Hidrográfica Nacional de 2004 a 2012 ... 21
Gráfico 4.1 – Investimento no AHFT (preços de 2013) ... 51
Gráfico 4.2 – Funcionamento do mercado diário para determinado dia e hora [60] ... 53
Gráfico 4.3 – Evolução dos preços de mercado diário no Mibel entre 2007 e 2013 [60] ... 54
Gráfico 4.4 - Resultado da simulação “com Foz Tua” para as primeiras 168h. [74] ... 59
Gráfico 4.5 – Banda de regulação secundária entre Abril/2009 e Março/2010 [64] ... 64
Gráfico 4.6 – Energia de Reserva de Regulação entre Abril/2009 e Março 2010 [65] ... 64
Gráfico 4.7 – Relação entre VAL e taxa de atualização i para o projeto Foz Tua[74] ... 69
Gráfico 4.8 - Histrograma com a distribuição de resultados do VAL ... 71
Gráfico 4.9 – Histograma com a distribuição de resultados da TIR... 72
x
Abreviaturas e Símbolos
Lista de abreviaturasADRVT Agência de Desenvolvimento Regional do Tua AHFT Aproveitamento Hidroelétrico do Foz Tua AIA Avaliação de Impacte Ambiental
AT Alta Tensão
BT Baixa Tensão
CA Comissão de Avaliação
CAC Comissão para as Alterações Climáticas CELE Comércio Europeu de Licenças de Emissão DGEG Direcção-Geral de Energia e Geologia
DIA Declaração de Impacte Ambiental
DNA Douro Nacional Adaptado
EBIT Earnings Before Interest and Taxes
EBITDA Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation and Amortization
EDP Energias de Portugal
EIA Estudo de Impacte Ambiental
ENE Estratégia Nacional para a Energia
ERSE Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos
FPC Fundo Português de Carbono
GEE Gases com efeito de estufa
ICNF Instituto de Conservação da Natureza e Florestas INAG Instituto Nacional da Água
xi
IRC Imposto sobre o Rendimento das Pessoas Colectivas
MAT Muito Alta Tensão
MIBEL Mercado Ibérico de Eletricidade
MT Média Tensão
NMC Nível Máximo de Cheia
NmE Nível mínimo Extraordinário
Nme Nível mínimo de exploração
NPA Nível de Pleno Armazenamento
OMIE Operador do Mercado Ibérico de Energia – Pólo Espanhol, S.A. OMIP Operador do Mercado Ibérico de Energia – Pólo Português, S.A.
PDIRT Plano de Desenvolvimento e Investimento da Rede Nacional de Transporte PNAC Programa Nacional para as Alterações Climáticas
PNAEE Plano Nacional de Acção para a Eficiência Energética PNAER Plano Nacional de Acção para as Energias Renováveis PNALE Plano Nacional de Atribuição de Licenças de Emissão
PNBEPH Programa Nacional de Barragens de Elevado Potencial Hidroelétrico
PRE Produção em Regime Especial
PRO Produção em Regime Extraordinário
PSS Power System Stabilizer
RECAPE Relatório de Conformidade Ambiental do Projecto de Execução REN Redes Energéticas Nacionais
SENV Sistema Elétrico Não Vinculado SEP Sistema Elétrico de Serviço Público
SMC Simulação de Monte Carlo
TIR Taxa Interna de Rentabilidade
UNESCO United Nations Educational, Scientific and Cultural Organization UNIPEDE Internacional Union of Producers and Distributors of Electrical Energy UTAD Universidade de Trás-os-Montes e Alto Douro
VAL Valor Atualizado Líquido
WACC Weighted Average Cost of Capital WES Waterpipe Experiment Station
1
Capítulo 1
Introdução
1.1 - Enquadramento inicial e Motivação
A água é uma das maiores riquezas do nosso planeta, fonte primordial da vida na Terra, e é renovável, endógena e limpa.
Antes de ser usada como fonte energética, já tinhamos desenvolvido mecanismos que nos permitiram o abastecimento doméstico, a irrigação de culturas agrícolas e outros fins.
Com o advento da produção hidroelétrica, e dadas as características do parque hidrológico português, rapidamente este sector energético ganhou peso no panorama nacional e só com as grandes termoelétricas nos anos 70 é que esta fatia se foi reduzindo.
Os aproveitamentos hidroelétricos são compostos pela barragem, albufeira e central hidroelétrica e caracterizam-se por uma produção extremamente flexível, em que os grupos geradores conseguem arrancar de forma quase instantânea.
Esta capacidade é altamente vantajosa para o sistema eletroprodutor dado que permite uma resposta rápida e eficaz aos picos de carga nos períodos de cheia do diagrama de cargas. Adicionalmente, a introdução de grupos geradores reversíveis permite a coordenação com com a produção eólica, utilizando a energia produzida em excesso nos períodos de vazio, para bombar água para montante e voltar a turbinar nos períodos de cheia quando o preço de venda é mais alto.
No entanto, a decisão de construir um aproveitamento hidroelétrico é sempre altamente contestada pelas populações afetadas pelo empreendimento e por entidades ligadas à preservação da natureza dado o impacte no ambiente e no património na região envolvente ao projeto.
Esta situação verifica-se, apesar dos estudos de impacte ambiental obrigatórios para a aprovação de uma obra deste tipo, e do teor extremamente rigoroso dos mesmos.
Desta forma, e como compensação pelo efetivo impacte resultante da construção de uma barragem, as empresas responsáveis financiam iniciativas para o benefício e usufruto das populações na região.
2
1.1 – Enquadramento Inicial e Motivação
Atualmente, há uma enorme preocupação a nível mundial com a diminuição dos níveis de CO2 na produção elétrica e Portugal comprometeu-se com organismos internacionais a
cumprir uma política energética que visa, entre outras coisas, o reforço da produção elétrica a partir de fontes renováveis.
Este panorama internacional, aliado às potencialidades da energia hídrica e do parque hidroelétrico por explorar no nosso país, torna extremamente apelativo o investimento nesta área.
As alterações na forma de produzir eletricidade em Portugal não se cingem exclusivamente à estratégia adotada.
Com a liberalização do setor da produção elétrica, que extinguiu os CAE (Contratos de Aquisição de Energia), retirou a rentabilidade garantida que estes proporcionavam e passou o risco de investimento dos consumidores finais para os promotores, com excepção do risco técnico de operação.
Com isto, os aproveitamentos hidroelétricos necessitam ser analisados através de uma perspectiva focada na minimização dos custos operacionais e na maximização das receitas obtidas pela venda da energia nos mercados de eletricidade que, no nosso caso, será o MIBEL. A fase de projeto de um aproveitamento prende-se com a análise das soluções técnicas disponíveis e viáveis em termos estruturais e de equipamentos a instalar, procurando a solução mais económica sem descurar os rigorosos níveis de qualidade exigidos.
Dada a necessidade atual de garantir a rentabilidade do projeto recorrendo aos mercados de eletricidade, a fase de exploração de um aproveitamento hidroelétrico é cuidadosamente estudada com o objetivo de maximizar os lucros obtidos.
Neste sentido, há um interesse em vender a energia nas horas de maior consumo, onde a energia tem um preço mais elevado e aproveitando a rapidez de entrada em serviço das centrais hídricas, mas sempre procurando a otimização dos recursos hídricos disponíveis.
De referir também a possibilidade de renumeração pelo fornecimento de serviços de sistema ao gestor técnico, como é o caso do Foz-Tua.
Um investimento desta dimensão obriga a uma cuidadosa análise económica para determinar a sua viabilidade, e dar confiança aos investidores interessados.
Há, no entanto, outros fatores em consideração, tais como o desenvolvimento regional e socioeconómico das localidades e das populações vizinhas e, obviamente, tem que haver consonância com a visão estratégica e as oportunidades futuras das empresas interessadas.
Assim, esta dissertação pretende avaliar um projeto deste tipo, englobando todos os critérios pertinentes, do ponto de vista técnico e económico.
O caso de estudo em questão representa um investimento da responsabilidade da EDP, o aproveitamento hidroelétrico de Foz-Tua, situado na foz do rio Tua com o rio Douro.
1.2 - Objetivos
Este trabalho tem como objectivo a análise técnica e económica de uma barragem em construção na bacia hidrográfica do Douro, em concreto, o Aproveitamento Hidroelétrico do Foz Tua.
Neste sentido, foram definidos alguns pontos importantes:
Estudar o panorama atual do parque hidrológico em Portugal, as suas potencialidades e as motivações para a sua expansão;
Efetuar uma análise técnica do aproveitamento, descrevendo as suas características técnicas e equipamento utilizado;
Calcular as receitas do projeto atentando às características do MIBEL, mercado de eletricidade para venda de energia, e também aos serviços de sistema fornecidos;
Avaliar financeiramente o investimento necessário à concepção e exploração do projeto;
Estudar e compreender as motivações, do ponto de vista quantitativo e qualitativo, da empresa promotora para este investimento.
1.3 - Organização do Trabalho
A dissertação foi dividida em cinco capítulos, brevemente descritos abaixo:
No Capítulo 1 – Introdução – é apresentado sucintamente o objetivo deste trabalho e o seu enquadramento.
No Capítulo 2 – A Evolução do Parque Hidroelétrico Português – será feita um retrospetiva histórica até aos dias de hoje que nos irá ajudar a compreender melhor as motivações que levaram à construção dos novos aproveitamentos hidroelétricos em Portugal.
No Capítulo 3 – Análise Técnica – analisa e descreve as características técnicas da barragem e as opções tomadas em relação aos principais componentes do aproveitamento hidroelétrico.
No Capítulo 4 – Análise Económica – é feito o estudo de viabilidade do projeto do AHFT do ponto de vista económico. Após descrever o planeamento, determinaram-se os pagamentos afetos às fases de construção e exploração onde se avaliaram os custos de execução, operação e manutenção do projeto, assim como os custos com pessoal e a compensação através de um fundo financeiro.
Nas receitas, calcula a rentabilidade expectada nos mercados e nos serviços de sistema fornecidos, assim como a garantia de potência.
Depois de calcular os cash flow ao longo dos setenta e cinco anos de exploração, é efetuada uma análise qualitativa associada à construção do AHFT e aos impactes deste nas regiões circundantes.
No Capítulo 5 – Conclusão – é feito um resumo das conclusões retiradas ao longo do trabalho e são sugeridas formas de aprofundar o trabalho apresentado aqui.
5
Capítulo 2
A Evolução do Parque Hidroelétrico em
Portugal
2.1 - Retrospectiva Histórica
Apesar da utilização da água como motor para alfaias agrícolas e muitas outras funções, só em meados do séc. XIX é que esta foi utilizada como força motriz para gerar eletricidade diretamente e só chegou a Portugal no final do século.
Os primeiros aproveitamentos hidroelétricos serviam consumos locais como iluminação pública e habitações e pequenas indústrias tais como fábricas têxteis e oficinas de moagens, fiação e tecelagem.
A primeira empresa deste novo setor foi a Companhia Eléctrica e Industrial de Vila Real, fundada em 1892, que concluiu em 1894 o primeiro aproveitamento nacional, num afluente do Rio Douro, o Corgo, e tinha 120kW de potência instalada. [1]
Durante 40 anos, até 1930, os aproveitamentos que foram sendo construídos eram normalmente destinados a alimentar consumos locais e com instalações a fio-de-água, sendo a sua produção bastante intermitente. Este período assistiu ao nascimento de uma série de empresas de produção elétrica que serviam as suas regiões. Em 1926, é promulgada a Lei dos Aproveitamentos Hidroelétricos (que irá servir de base para a Lei nº 2002 de 1944) que regula a produção, transporte e distribuição da energia elétrica. O governo ficou encarregue de criar um fundo financeiro com o objetivo de apoiar a construção de novas centrais produtoras, designadamente hidráulicas e a instalação de novas indústrias que beneficiassem os interesses económicos portugueses.
Em 1930, ainda tinhamos o problema da falta de uma rede de transporte interligada, que impedia explorar em toda a sua plenitude os recursos nacionais energéticos disponíveis e da produção irregular verificada nos aproveitamentos a fio-de-água em operação.
6
2.1 - Retrospectiva Histórica
Adicionalmente, dado os elevados investimentos necessários para a construção de um aproveitamento hidroelétrico em albufeira, era imperativa a ajuda do Governo para a sua realização. [3]
Neste ano, a atenção do Governo começa a focar-se neste problema, com a intenção de aumentar a produção industrial e agrícola e a irrigação dos campos, mas rapidamente verifica que é necessário um levantamento geológico e topológico de forma a melhor avaliar o potencial elétrico dos rios portugueses. Para dar resposta a esta lacuna, os Serviços Hidráulicos e a Junta Autónoma das Obras de Hidráulica Agrícola efetuaram inúmeros estudos que culminaram no primeiro inventário dos recursos hídricos em Portugal.
Em 1936, com a criação da Junta de Electrificação Nacional, o Governo iniciou a preparação para a construção dos grandes aproveitamentos hidroelétricos em perspectiva, no entanto, só quando os efeitos negativos da 2ª Grande Guerra se sentiram, é que a situação começou a mudar pela positiva.
No ínicio dos anos 40, a produção energética em Portugal caracteriza-se pelo elevado predomínio da utilização de recursos estrangeiros, e elevado custo de produção causado em parte por um número muito exagerado de centrais de serviço particular e com potências instaladas reduzidas. Apenas 10 centrais têm uma potência superior a 5MW, e a grande fatia da produção resume-se somente a três centrais, as termoelétricas do Tejo e de Santos, e a hidroelétrica do Lindoso que nesta altura ainda era considerada estrangeira [1].
Em 1944, por intermédio do Eng.º Ferreira Dias, é promulgada a Lei nº 2002 – Lei da Eletrificação Nacional, que explicita o princípio de funcionamento a que deverão obedecer as atividades da produção, transporte e distribuição da energia elétrica, centralizando a produção e a preferência pela hidroeletricidade [4].
Assim, a maioria das centrais termoelétricas, normalmente a carvão importado, começaram a ser substituídas por novas centrais hídricas, no que diz respeito aos consumos permanentes, além de serem também responsáveis pelo fornecimento de uma parte da energia temporária, conforme vinha descrito na Lei nº 2002. O processo de eletrificação em Portugal arrancou então de forma definitiva em 1945, e o Governo divulga a política definida para os grandes aproveitamentos hidroelétricos. Até ao final da década, continuaram a surgir companhias elétricas e começou a construção dos primeiros aproveitamentos hidroelétricos de grandes dimensões em Portugal: Castelo de Bode, no rio Zêzere (139MW) e Belver, no Tejo, com 32MW, e finalmente Venda Nova (81MW), no rio Rabagão que só foi inaugurada em 1951.
A década de 50 marca um período extremamente promissor para a hidroeletricidade, com a conclusão de quatro grandes aproveitamentos em 1951, e outros que se seguiram, como se pode ver na tabela 2.1:
Tabela 2.1 – Aproveitamentos hidroelétricos construídos nos anos 50 [1]. Ano de Entrada em
Serviço
Escalão Rio Potência Instalada
(MW)
Castelo de Bode Zêzere 139
1951 Venda Nova Rabagão 81
Belver Tejo 32 1953 Salamonde Cávado 42 1954 Cabril Zêzere 97 1955 Caniçada Cávado 60 Bouça Zêzere 50 1956 Paradela Cávado 54
1958 Picote Douro Int. 180
1960 Miranda Douro Int. 174
Em 1953, foi criada a Hidroelétrica do Douro, seguindo a política iniciada em 1945, para explorar a bacia hidrográfica do rio Douro.
Foi-lhe outorgada a concessão das centrais do Picote e Miranda, e posteriormente Bemposta (1964), cujas construções só foram possíveis por intermédio do Convénio Luso-Espanhol em 1927, onde ficou definida a forma de partilha do direito ao Douro Internacional [6].
No final da década de 50, a produção hidroelétrica já tinha triplicado em relação a 1950, e a aposta do Governo foi conseguida, dado o predomínio desta forma de energia sobre a produção termoelétrica.
Este predomínio tornou possível parar a exploração das centrais térmicas, reduzindo assim o preço da eletricidade progressivamente, aumentando a sua acessibilidade à população e maximizando os lucros na indústria. A energia térmica continuava a ter um papel importante em funções de reserva e apoio.
Em resumo, apesar do número total de centrais hidroelétricas ter crescido pouco nos anos 50, o seu aumento em termos de potência instalada foi muito significativo, registando-se um aumento de 610%, e a percentagem da potência instalada nacional, que no início da década situava-se no 44% para a energia hídrica, subiu até aos 81% do total da potência instalada em Portugal, de 152,8MW para 1085,2MW.
A energia térmica sofreu do inverso, uma redução acentuada no número de centrais, de 519 para 309, na ordem dos 42%, e em termos de potência total instalada desceu de 56% para 19%, ou seja, 192,4MW para 249,8MW.
Estes números são ainda mais impressionantes se tivermos em conta que a produção elétrica aumentou 246,5% nestes dez anos, passando de 941,8GWh para 3263,5GWh, tendo sido registado um aumento de consumo médio de 13% em cada ano [1].
Em 1960, 95% da energia elétrica produzida em Portugal tinha origem hídrica, correspondendo a 3104,8 GWh.
Nesta década há claramente uma diminuição grande no crescimento da energia hídrica em Portugal, onde se volta a investir em grupos térmicos de grandes dimensões, de forma a satisfazer o aumento dos consumos, começando em 1964 e depois 1967, com a entrada de 2 grupos de 50MW, e mais dois grupos de 125MW em 1968 e 1969, a carvão e fuel óleo.
Isto significou que apenas 3 grandes aproveitamentos hídricos tenham entrado em serviço: Bemposta, Alto Rabagão e Tabuaço.
8
2.1 - Retrospectiva Histórica
O Alto Rabagão destaca-se por ter sido o primeiro aproveitamento nacional onde foi instalado um sistema com bombagem das águas de albufeira a jusante, para a transferência sazonal e interanual, permitindo um melhor rendimento global do empreendimento.
Adicionalmente, efetuaram-se obras de reforço das afluências às albufeiras nos aproveitamentos hidroelétricos da Venda Nova e de Paradela, derivando a água das cabeceiras de afluentes a jusante dos escalões.
A segunda metade da década de 60 volta a assistir à evolução do parque hidroelétrico com o início da construção de novos aproveitamentos hidroelétricos, nomeadamente Carrapatelo, Régua e Valeira, no rio Douro, Vilarinho das Furnas, no rio Homem e no rio Tejo, a central de Fratel.
Em 1969 nasce a Companhia Portuguesa de Electricidade, pela fusão de 5 empresas hidroelétricas, nomeadamente as Hidro-Eléctricas do Cávado e Zêzere, a Hidroeléctrica do Douro, a Empresa Termoeléctrica Portuguesa e a Companhia Nacional de Electricidade, resultado do Decreto-Lei nº 49211, que autoriza a fusão de concessionárias hidroelétricas, térmicas e sociedades de transporte de energia elétrica cujas instalações façam parte da “Rede Eléctrica Primária” [1].
Esta empresa recém criada tem no seu caderno de encargos continuar a implementar os programas de construção já em curso, tanto das centrais hidroelétricas como das centrais termoelétricas de “base”, visando a estratégia de diversificação energética e promover o crescimento da rede de transporte elétrica e a sua interligação.
Nos anos 70, verifica-se uma diminuição da quota produtiva da energia de origem hídrica que baixou para os 79% comparada com os 95% no início da década anterior. Salienta-se que o valor total da produção elétrica nacional praticamente duplicou.
Nos anos 70 e 80, o elevado desenvolvimento económico e a eletrificação em superfície levou a um aumento significativo dos consumos e como consequência foram introduzidos novos grupos térmicos, nomeadamente: 4 grupos de 125MW, no Carregado, 4 grupos de 250MW, em Setúbal e ainda 4 grupos de 300MW em Sines. Na tabela 2.2 pode-se consultar quais as centrais que entraram ao serviço:
Tabela 2.2 – Aproveitamentos hidroelétricos construídos nas décadas de 70 e 80 [1]. Ano de Entrada em
Serviço
Escalão Rio Potência Instalada
(MW)
1971 Carrapatelo Douro Nacional 180
1972 Vilarinha das Furnas Homem 64
1973 Régua Douro Nacional 156
1974 Fratel Tejo 130
1976 Valeira Douro Nacional 216
1981 Aguieira Mondego 270 (reversível)
1982 Raiva Mondego 20
1983 Pocinho Douro Nacional 186
1985 Crestuma Douro Nacional 105
1987 V. das Furnas II Homem 74 (reversível)
Em 1975, foi nacionalizado o sector elétrico, levando à formação de empresas de cariz público com a função de gerir as atividades de produção, transporte e distribuição de energia elétrica [3].
Em 1976, consequência da nacionalização do sector, por promulgação do Decreto-Lei nº. 502, foi criada a Electricidade de Portugal – Empresa Pública, hoje denominada Energias de Portugal.
A EDP tinha como principal função “o estabelecimento e a exploração do serviço público de produção, transporte e distribuição de energia eléctrica no território do continente”, tendo em consideração que o serviço público pela EDP seria explorado em regime de exclusividade, mas sem impedir “a produção e distribuição de energia elétrica para uso próprio” por outras entidades [74].
Gráfico 2.1 – Potência Total Instalada Hídrica e Térmica (esq.) e Percentagem da Hídrica na Potência Total Instalada (dir.) [1]
Gráfico 2.2 – Produção de Energia Elétrica de origem Hídrica e Térmica (esq.) e Percentagem da Hídrica na Produção de Energia Elétrica (dir.) [1]
10
2.1 - Retrospectiva Histórica
Nos gráficos 2.1 e 2.2 observa-se a evolução das duas principais fontes de energia, térmica e hídrica, e a sua comparação em termos de energia produzida e potência total.
Nos anos 90, destaca-se o aproveitamento do Alto Lindoso, com 630MW e ainda o reforço de potência de 189MW, com a construção de uma nova central em Miranda. Na tabela 2.3 pode-se observar os aproveitamentos construídos nos anos 90:
Tabela 2.3 – Aproveitamentos hidroelétricos construídos nos anos 90. [1] Ano de Entrada em
Serviço Escalão Rio Potência Instalada (MW)
1992 Alto Lindoso Lima 630
1993 Touvelo Lima 22
Pracana II Tejo 25
Sabugueiro II Mondego 10
1994 Caldeira Mondego 40
1995 Miranda II Douro Internacional 189
Em 1994, fruto da Diretiva Europeia 1996/92/CE, foi criada a Rede Eléctrica Nacional – REN, hoje em dia denominada Redes Energéticas Nacionais, após cisão da EDP e no âmbito da reestruturação do setor energético português.
Só em 2000 ficou concluída a separação entre as duas empresas do setor, ficando deste modo o transporte energético assegurado pela REN, e a produção, distribuição e comercialização de eletricidade ao cuidado da EDP.
Com o início da liberalização do setor da energia em 1995, ficou definida a estrutura do Sistema Eléctrico Nacional, que se divide entre o Serviço Eléctrico Público, onde estão incluídas as centrais hídricas e térmicas em Produção em Regime Ordinário (PRO), e o Sistema Eléctrico Independente onde se situa a Produção em Regime Especial (PRE) que inclui os produtores independentes eólicos, de cogeração, fotovoltaicos e hídricos.
Esta legislação teve o efeito de promover o reforço da produção elétrica em mini-hídricas (<10MW) com a instalação de sensivelmente 220MW [4].
No Sistema Eléctrico Independente é definido um Sistema Elétrico não Vinculado (SENV), onde se integram as entidades que possuem licenças de produção ou distribuição não vinculadas em média e alta tensão e cujas atividades estão sujeitas ao mercado.
Dada a panóplia de diferentes entidades intervenientes, surge a necessidade de uma entidade administrativa de caráter independente e imparcial, a Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE), cuja função consiste em assegurar a transparência e garantir a coexistência equilibrada entre o SEP e o SENV.
Em 2006, com a publicação do Decreto-Lei n.º 127/2006, foram introduzidas novas alterações. A distinção entre SEP e SENV foi extinta, e substituída por um sistema de mercado único, sendo que, as actividades de produção e comercialização de electricidade e a gestão dos mercados de electricidade organizados estão agora inteiramente abertas à concorrência, sujeitas à obtenção de licenças e aprovações necessárias.
Na primeira década de 2000 instalaram-se mais de 500 MW, entra em serviço o aproveitamento hidroelétrico do Alqueva (236 MW reversíveis), no rio Guadiana, e houve um reforço de potência em Venda Nova (179 MW), em 2004, também reversível.
Posteriormente, foram concluídos os reforços em Picote (246 MW) e Bemposta (191 MW) em 2011, e Alqueva (256 MW) em 2012 e em fase de construção ainda existe o terceiro reforço em Venda Nova (746 MW) e Salamonde (207 MW), com conclusão prevista para 2015.
Por sua vez, também foram introduzidos 1650 MW de produção térmica, a par com o aparecimento de grande capacidade produtiva por parte da energia eólica.
De acordo com dados da REN, em 2012, a potência instalada no parque eletroprodutor nacional era a seguinte [8]:
11935 MW em PRO e 6611 MW em PRE;
A distribuição da produção em regime PRO era: 5239 MW em hídrica e 6697 MW em térmica;
A distribuição da produção no regime PRE era: 417 MW de hídrica, 618 MW de térmica, 4194 MW de Eólica, 220 MW de Solar e 1161 MW em regime de cogeração. Em relação ao consumo de energia elétrica em Portugal, referente à produção líquida, e avaliando a quota de produção das hídricas no Gráfico 2.3 (Evolução do consumo de energia elétrica em Portugal de 2003 a 2012 [8]), consegue-se perceber que em 2003 e em 2010 houve um acréscimo na produção hidroelétrica, que se verifica observando o Índice de Produtibilidade Hidroelétrica (IPH), como se pode ver no gráfico 2.4 [8].
O IPH é um indicador que indica se se trata de um ano húmido ou seco, consoante for maior ou menor que 1 respetivamente, e por conseguinte, caso o IPH seja superior a 1, as centrais hídricas poderão produzir mais eletricidade do que em anos considerados secos.
A produção hídrica está assim sujeita ao regime hidrológico e a maior capacidade instalada não reflete obrigatoriamente uma maior produção.
12
2.1 - Retrospectiva Histórica
Gráfico 2.4 – Índice de produtibilidade de energia hidroelétrica em Portugal [8].
Observando os gráficos 2.3 e 2.4 verifica-se que os anos com o IPH menor estão relacionados com os anos onde a produção hídrica teve uma expressão menor na satisfação do consumo.
Como se pode observar nos gráficos 2.5 e 2.6, o consumo de energia não é igual durante o ano, nem durante todo o dia.
O gráfico 2.5, que representa o diagrama de cargas total num dia de Verão, e o gráfico 2.6, apresenta o diagrama de cargas num dia de Inverno.
Gráfico 2.6 – Diagrama de Cargas Total num dia de Inverno (23-02-2013) [fonte: www.ren.pt]
No Inverno o consumo é normalmente maior devido aos dias mais curtos que leva a uma maior necessidade de consumo em iluminação, e à maior necessidade de aquecimento devido aos meses mais frios.
Ao longo do dia, o consumo não é uniforme, registando os períodos de maior carga durante o dia, e os períodos de vazio durante a noite.
Tendo em conta a flexibilidade e disponibilidade evidenciada pelos grupos hídricos, são estes que asseguram mais facilmente a energia necessária devido às variações de carga que ocorrem nos períodos de ponta, dada a rapidez com que conseguem colocar a potência disponível na rede e a capacidade quase instantânea de arranque de grupos que estejam parados.
2.2 - Políticas Energéticas
A preocupação ambiental, o aquecimento global e as alterações climáticas tornam-se cada vez mais difíceis de ignorar, especialmente quando já se sabe que a emissão de CO2 pela
utilização de combustíveis fósseis é uma das principais causas para esta situação. Como tal, as respostas a este problema têm-se multiplicado e cada vez mais se procura que a geração eléctrica seja feita de uma forma limpa, utilizando fontes renováveis como a eólica e a hídrica, onde Portugal também tem apostado.
Para fazer face a esta situação, vários países em todo o mundo têm reunido esforços no sentido de implementar políticas energéticas, e não só, com o objetivo de reduzir as emissões de CO2 e diminuir o impacte no nosso planeta.
A primeira conferência com este intuito realizou-se em 1988, em Toronto, a “Toronto
14
2.2 - Políticas Energéticas
First Assessment Report”, que culminou com o assinar do tratado internacional da
Convenção-Quadro das Nações Unidas sobre a Mudança de Clima, realizada no Brasil, em 1992.
Na sequência destes acontecimentos, é elaborado pela Convenção-Quadro das Nações Unidas sobre a Mudança de Clima, um acordo internacional que visa reduzir em 5% as emissões de gases com efeito de estufa: o Protocolo de Quioto.
Discutido em Quioto, no Japão, em 1997, foi aberta a assinatura do acordo em 1998, sendo necessário que pelo menos 55 países assinassem.
Só em 2004 foi este acordo ratificado e entrou em vigor em 2005. A União Europeia (UE) comprometeu-se reduzir as emissões GEE em 8% em relação ao ano de referência, 1990.
Portugal, que assinou Quioto em 2002, comprometeu-se a reduzir em 27% as emissões de GEE [11].
Tendo em vista o cumprimento dos objetivos delineados, o Governo cria a Comissão para as Alterações Climáticas (CAC), pela Resolução do Conselho de Ministros nº.72/1998, de 29 de Junho, que elabora o Programa Nacional para as Alterações Climáticas (PNAC) em 2001, apresentado para discussão pública em 2002.
O PNAC pretende dar resposta o compromisso assumido pelo Governo Português de redução dos impactes negativos das alterações climáticas e propõe a melhoria da qualidade do ambiente, a promoção da eficiência energética possível com o apoio à produção elétrica através de fontes de energia renováveis e o desenvolvimento tecnológico [12].
Em 2001, é assinada a Diretiva Europeia 2001/77/CE, do Parlamento Europeu e do Conselho, de 27 de Setembro, “relativa à promoção da eletricidade produzida a partir de fontes de energia renováveis no mercado interno de electricidade” [13].
Este documento inclui a meta fixada pela UE de garantir que, até 2010, 22,1% da energia consumida deve ser produzida por fontes renováveis [13]. Esta meta foi atualizada para 21%, com a entrada de 10 novos estados-membro.
Em Portugal, esta diretiva refletiu-se na elaboração de um plano estratégico denominado Programa E4 (Eficiência Energética e Energias Endógenas) por Resolução do Conselho de Ministros nº. 154/2001, de 27 de Setembro, onde Portugal assumiu o compromisso de, em 2010, o consumo anual bruto de eletricidade a partir de fontes renováveis seria de 39% [14].
Em 2003, por Resolução do Conselho de Ministros nº.63/2003, foi aprovada a Estratégia Nacional para a Energia (ENE), posteriormente atualizada pela Resolução do Conselho de Ministros nº. 169/2005.
Um dos elementos chave desta estratégia consistia em “garantir a segurança do abastecimento de energia, através da diversificação dos recursos primários e dos serviços energéticos e da promoção da eficiência energética na cadeia da oferta e procura de energia”.
De salientar entre as medidas a adoptar, a “intensificação e diversificação do aproveitamento das fontes renováveis de energia para a produção de eletricidade, com especial enfoque na energia eólica e no potencial hídrico por explorar”, considerando estas, pelo baixo custo de produção, “vetores fundamentais para o cumprimento dos objetivos” [15].
Em 2004, aprovou-se um novo PNAC que visava reaproximar a situação existente em Portugal com as metas definidas em Quioto pois foi constatado que os objetivos delineados
pela Comissão para as Alterações Climáticas (CAC) não estavam a ser executados ou não estavam a ter a devida cadência.
Assim, o PNAC foi atualizado em Conselho de Ministros, pela Resolução nº. 104/2006, de 23 de Agosto onde, para além de serem revistas as medidas anteriormente implementadas, foi adicionado um novo conjunto de medidas e políticas, e também foi estabelecido um sistema de elaboração de planos de acção para cada medida, devidamente monitorados e acompanhados [10].
Em 2006, é assinada a Diretiva Europeia 2006/32/CE, do Parlamento Europeu e do Conselho, de 5 de Abril, que aborda a eficiência na utilização final da energia e aos serviços energéticos, onde está descrita a “obrigação de os Estados membros publicarem um plano de ação para a eficiência energética, estabelecendo metas de, pelo menos, 1% de poupança de energia por ano até 2016”.
É aqui que surge um novo plano estratégico, o Plano Nacional de Acção para a Eficiência Energética 2008-2015 (PNAEE), aprovado em Conselho de Ministros, e onde figuram medidas e políticas energéticas de melhoria de eficiência energética “equivalentes a 10% do consumo final de energia” [16].
Já em 2007, o PNAC 2006 é substituído pelas “Novas Metas 2007, que altera a meta de 39% para 45% do consumo anual bruto de energia com produção através de fontes renováveis.
Relativamente à hídrica, as metas visavam 5575 MW de potência instalada até 2010 (mais 575 MW em relação ao PNAC 2006).
Com o horizonte fixado em 2020, o “Novas Metas 2007” pretende instalar mais 7000 MW, aumentando o potencial hídrico aproveitado para 70% do total. Neste sentido, o Governo elaborou um plano nacional para introduzir mais 10 aproveitamentos hidroelétricos num total de 1096MW de potência instalada, sendo reversíveis 807 MW.
Este plano é denominado de Plano Nacional de Barragens de Elevado Potencial Hidroelétrico (PNBEPH). Na tabela 2.4 encontram-se discriminados os aproveitamentos do PNBEPH e a sua potência instalada:
Tabela 2.4 – Aproveitamentos do PNBEPH [18].
Aproveitamento Potência Instalada (MW)
Foz Tua 234 (reversível)
Fridão 163
Pedroselos 113 (reversível)
Gouvães 112 (reversível)
Daivões 109 (reversível)
Vidago (Alto Tâmega) 90 (reversível)
Almourol 78
Pinhosão 77 (reversível)
Girabolhos 72 (reversível)
Alvito 48
Deve ainda ser referida a introdução de mecanismos e instrumentos complementares ao Protocolo de Quioto, nomeadamente o Comércio Europeu de Licenças de Emissão (CELE) e o Fundo Português de Carbono (FPC).
O CELE é um instrumento de mercado intercomunitário que impõe limites nas emissões de gases de efeito de estufa.
16
2.2 - Políticas Energéticas
O FPC é um instrumento financeiro do Estado Português que visa suprir o desvio às medidas do Protocolo de Quito, que subsiste do PNAC e de Programas Nacionais de Atribuição de Licenças de Emissão (PNALE).
O PNALE tem como objetivo estabelecer o regime de atribuição de licenças de emissão às instalações industriais abrangidas pelo CELE.
Em Dezembro de 2008, a União Europeia assina o Pacote Energia-Clima 20-20-20, com os seguintes propósitos:
Aumento da eficiência energética com a redução em 20% no consumo energético;
Redução da emissão de GEE em 20%, face aos valores de 1990, podendo chegar aos 30%, havendo consenso internacional;
Aumento em 20% de energias renováveis no consumo final, 10% dos quais no setor dos transportes.
Em 2009, Portugal assinou a Diretiva 2009/28/CE, que estipula para Portugal o alcance da quota de 31% de energia proveniente de energias renováveis no consumo final bruto energético em 2020, e limitar em 1%, entre 2013 e 2020, o aumento de emissões de GEE nas atividades não abrangidas pelo CELE, relativamente a 2005[20].
Em 2010, é aprovada a nova Estratégia Nacional para a Energia (ENE2020), para refletir as alterações explicitadas na Diretiva 2009/28/CE.
A ENE2020 propõe os seguintes objetivos:
Reduzir a dependência energética nacional ao exterior para 74% em 2020; 60% da produção elétrica e 31% do consumo da energia final, com origem em energias renováveis;
Redução de 20% do consumo energético final;
Redução de 25% ao saldo importador energética através da energia produzida a partir de fontes endógenas;
Reforço e consolidação o cluster das energias renováveis em Portugal; Promover o desenvolvimento do setor ligado à eficiência energética; Promover o desenvolvimento sustentável.
Acredita-se que, cumprindo estes objetivos, será possível a redução de emissões de CO2, a
garantia da segurança de fornecimento e sustentabilidade económica e ambiental do modelo energético e aumentar a competitividade económica a nível nacional.
Por forma a alcançar os interesses traçados na área das renováveis, em concreto a energia eólica e hídrica, a ENE 2020 pretende instalar 8600MW de energia hídrica (comparando com os 7000 MW nas “Novas Metas 2007”), aumentanto o potencial hidroelétrico aproveitado para valores superiores a 80%.
Na eólica, destaca-se a instalação de 8500MW de potência instalada, embora este valor ainda possa ser alterado visto que está sujeito a uma série de variáveis como a evolução da procura elétrica e a taxa de penetração de veículos elétricos no mercado nacional [21].
A Diretiva 2009/28/CE anteriormente referida estabelece que cada país aprove um Plano Nacional de Acção para as Energias Renováveis (PNAER) em que foi reduzida a potência eólica instalada prevista para 2020 de 8500 MW para 5300 MW. O nosso país, para além das medidas
definidas nas “Novas Metas 2007”, irá implementar novos reforços de potência em Venda Nova, Salamonde, Cabril e Paradela, totalizando 1344 MW a instalar, e prevê a construção de apenas 7 dos 10 aproveitamentos descritos no PNBEPH (um dos projetos não passou na avaliação de impacte ambiental e os outros dois não tiveram interesse por parte dos investidores) e altera a potência a instalar para 1978 MW, quase o dobro do inicialmente decidido.
Em 2010, no âmbito da redução das emissões dos GEE, a Resolução de Conselho de Ministros nº. 93/2010, de 26 de Novembro, reforça a necessidade de um novo plano de acção para o período 2013-2020, o PNAC 2020, que procura consolidar as medidas e reforçar os instrumentos de carácter setorial previstos em 2006 e em 2007, para responder à limitação de emissões de GEE nos setores não abrangidos pelo CELE e prever as responsabilidades de cada setor, financiamento e mecanismos de controlo e monitorização.
Outros instrumentos definidos são os Planos Setoriais de Baixo Carbono nos setores tutelados por cada ministério e o Roteiro Nacional de Baixo Carbono que define as políticas a prosseguir e as metas nacionais a alcançar em termos de controlo de emissões de GEE, de forma a estimular o baixo consumo de carbono [24].
Em 2012, no Qatar, foi extendido o Protocolo de Quioto até 2020 (vigorava até 2012), incluindo novas medidas de redução de emissão de GEE.
No entanto, alguns países decidiram não assinar para a redução das emissões, como o Canadá que saiu do acordo no final de 2012, e como o Japão, Rússia e Nova Zelândia que apesar de se manterem dentro do Protocolo, se escusaram a definir quaisquer metas para a redução das emissões.
O resultado é que apenas 15% das emissões dos GEE são originárias dos países que se mantiveram no protocolo e, como tal, foi definido a revisão do mesmo em 2014, e onde se espera que países em desenvolvimento acelerado como a China, o Brasil e a Índia sejam pressionados a assinar o acordo [25].
Em 2013, foi aprovado em Conselho de Ministros, o PNAEE 2016, e o PNAER 2020, para o período 2013-2020.
Esta revisão tem como objetivo a integração das preocupações referentes à redução da energia primária para 2020, estando alinhada com as diretivas europeias atuais relativas à eficiência energética.
Em relação ao PNAER 2020, a alteração visa fazer face ao atual cenário onde se verifica um excesso de oferta de produção energética, resultado da diminuição da procura da mesma, ajustando os custos associados. A aposta nas fontes de energia renovável mantém-se, apesar do ajuste feito na política seguida para a energia eólica, pela sua importância no equilíbrio do mix energético, mas reforçando a segurança de abastecimento e diminuindo o risco de flutuações do preço de certas commodities e o reflexo que isso possa ter na fatura energética nacional [26].
18
2.3 - O Futuro da Energia Hídrica em Portugal
2.3 – O Futuro da Energia Hídrica em Portugal
2.3.1 – Consumo de energia elétrica em Portugal
As estratégias implementadas nos últimos anos como o ENE2020 e o Pacote Energia-Clima 20-20-20 para diminuir a emissão de GEE e aumentar a eficiência energética, associadas ao expectado aumento do consumo final. Consumo este ainda dependente da taxa de penetração do veículo elétrico, foram alvo de estudo por parte da REN, que traçou um conjunto de cenários de previsão com estes fatores em conta. No gráfico 2.7 pode-se observar a perspectiva da evolução da procura de energia elétrica em Portugal:
Gráfico 2.7 - Cenários de evolução da procura da energia elétrica em Portugal até 2022 [27].
Para uma melhor compreensão do gráfico acima, importa referir que as taxas médias de crescimento consideradas foram de 2,3% e 1,3%, para o cenário superior e inferior respectivamente.
No entanto, este estudo ainda não reflete a recente crise económica que Portugal atravessa, que teve como consequência, a subida do IVA de 6% para 23% em Outubro de 2011, levando a uma redução no consumo total de 2,2% nesse ano [28] e 3,6% em 2012, baixando para valores de 2005 [29].
A aposta nos veículos elétricos ainda não teve a receptividade esperada no mercado, tendo sido vendidos menos de 300 unidades entre 2011 e finais de 2012 [30].
Analisando a previsão de crescimento de eletricidade avançada pela REN vê-se que, face a estes elementos, que ela se revela um pouco optimista. No entanto, rapidamente se conclui que para responder ao aumento do consumo especialmente nas horas de ponta, é preciso existirem novos centros produtores num futuro próximo para corresponder às exigências energéticas. No gráfico 2.8 observa-se a evolução das pontas sazonais em Portugal Continental, desde 1999/2000 até 2021/2022:
Gráfico 2.8 - Histórico e perspetivas de evolução sazonais das pontas de carga até 2022 [27].
2.3.2 – Dependência Energética e Potencial Hidrológico a Explorar
Segundo dados de 2007 do Ministério da Economia, Portugal tinha sensivelmente 54% do potencial hídrico por aproveitar, e uma dependência dos recursos energéticos importados e não-renováveis quase total, na ordem dos 90%.
Como se pode ver no gráfico 2.9, só a Grécia apresenta um quadro similar.
Gráfico 2.9 - Potencial hídrico não aproveitado vs dependência energetica externa [31].
Com a diversificação do mix energético, nomeadamente a hídrica, Portugal pode diminuir a sua dependência na energia térmica, especialmente na ponta do diagrama de cargas.
A redução da importação de combustíveis fósseis, que tem simultaneamente a vantagem de ir de encontro às medidas do Protocolo de Quioto relativamente às emissões de GEE e de
20
2.3 - O Futuro da Energia Hídrica em Portugal
diminuir a dependência portuguesa em matérias-primas com custos algo voláteis e provenientes de um número reduzido de países fornecedores o que aumenta o risco desta instabilidade.
Por sua vez, a utilização de fontes endógenas, limpas e renováveis acarreta um custo de produção reduzido assim como zero emissões de GEE na sua exploração.
Na energia hídrica, a estratégia delineada revela-se acertada para contrariar esta dependência energética nos combustiveis fósseis, com a meta de aumentar para 82% o potencial hidrológico, aproveitando principalmente os afluentes dos rios principais para cumprir este objetivo [16] .
2.3.3 - Aproveitamentos Hidroelétricos Futuros e Reforços de Potência
Conforme vem descrito no Relatório Técnico da REN, de Abril de 2011 [27], Portugal planeia ter instalados 4992 MW de energia hídrica até 2022, após conclusão de uma série de novos aproveitamentos hidroelétricos e de reforços de potência, como se pode observar na tabela 2.5:
Tabela 2.5 – Novos aproveitamentos hidroelétricos e reforços de potência previstos para 2022 [27]. Potência Instalada (MW) Grupos Nº de Previsão de Entrada em Serviço
Picote II 246 1 DEZ 2011
Bemposta II 191 1 DEZ 2011
Alqueva II 256 (rev) 2 JUL 2012
Ribeiradio/Ermida 71/6 1/1 FEV 2012
Baixo Sabor 171 = 140(rev) + 31(rev) 2+2 AGO 2014
Venda Nova III 736 (rev) 2 JUL 2015
Salamonde II 207 (rev) 1 AGO 2015
Foz Tua 251 (rev) 2 SET 2015
Alvito 225 (rev) 1 DEZ 2015
Girabolhos / Bogueira 335 (rev) + 30 2+3 DEZ 2015
Fridão 238 1 MAR 2016
Alto Tâmega 160 2 JUN 2016
Daivões 114 2 JUL 2016
Gouvães 880 (rev) 4 JUL 2016
Paradela II 320 (rev) 1 JUL 2018
Carvão-Ribeira 555(rev) 2 MAR 2020
Total 4992
Total Reversível 3936
Na tabela 2.5, há dois aspetos que é importante salientar: a larga maioria dos empreendimentos será feita na Bacia Hidrográfica do Douro, e têm grupos reversíveis.
Interessa ainda referir que houve algumas alterações nas previsões de entrada em serviços de alguns aproveitamentos, nomeadamente o Foz Tua que foi adiado para 2017, o Fridão previsto para 2018 e o Alvito teve o seu projeto reformulado pelo que ainda não tem data prevista.
Adicionalmente o reforço de potência em Paradela ainda não foi licenciado pela Direção Geral de Energia e Geologia (DGEG) nem tem ligação à rede de transporte definida. O reforço
de potência na Central de Cabril não tem data prevista de início de construção nem de conclusão, apesar de estar previsto no PNAER.
Dada a clara opção por aproveitamentos hídricos com grupos reversíveis, é pertinente perceber o porquê desta aposta.
Este tipo de aproveitamentos tem a capacidade de bombear a água de jusante, nos períodos de vazio, para montante e voltar a ser turbinada quando o preço da energia produzida é mais alto, gerando assim receitas adicionais na exploração.
A reversibilidade ainda tem outra aplicação, extremamente vantajosa, dado o atual panorama energético em Portugal e a grande penetração eólica na produção elétrica.
Tendo em conta o caráter interminente deste tipo de energia, há alturas em que a energia gerada através de fontes eólicas não tem escoamento a nível de consumo, especialmente nos períodos de vazio.
Aliando a capacidade de bombagem de um aproveitamento hidroelétrico ao excesso de energia eólica, há uma situação de mútuo benefício para a optimização da nossa exploração energética porque pode-se utilizar este excesso de energia eólica, que seria de outra forma desperdiçada, para o processo de bombagem de água.
Adicionalmente, nos períodos de aumento de consumo em horas de ponta, as centrais hídricas com bombaegem conseguem entregar mais energia à rede, visto que têm um arranque quase imediato e não dependem do caudal disponível na mesma proporção das centrais sem reversibilidade.
2.3.4 – Bacia Hidrográfica do Douro
O rio Douro e a sua bacia hidrográfica é a maior fonte de recursos hídricos do País, situação que está patente no facto de 8 dos 14 aproveitamentos e reforços de potência previstos no ENE2020 fazerem parte desta bacia hidrográfica.
Em 2011, com 11 aproveitamentos hidroelétricos de grande dimensão, esta bacia tinha uma potência instalada de 1951 MW que corresponde aproximadamente a 42,5 % do total instalado em Portugal [32].
Na figura 2.1 pode-se observar a cascata hidrológica do Douro Nacional onde estão representados os aproveitamentos hídricos em operação e os que estão em construção.
Figura 2.1 – Aproveitamentos hidroelétricos e reforços de potência do Douro Nacional [33]
Entre 2006 e 2010, a Bacia Hidrográfica do Douro contribuiu, em ano médio, 57% da produção hídrica nacional [34], considerando apenas as grandes hídricas (>30 MW) pelo que Varosa não foi incluída, que totaliza cerca de 4883,7GWh.
22
2.3 - O Futuro da Energia Hídrica em Portugal
É fácil observar no gráfico 2.10 que 93,7% da produção veio de aproveitamentos a fio-de-água existentes na bacia do Douro, reforçando a importância desta no parque eletroprodutor nacional.
Gráfico 2.10 – Produção hídrica média de cada Bacia Hidrográfica Nacional de 2004 a 2012.
No entanto, há um problema nesta percentagem tão elevada dos aproveitamentos a fio-de-água na cascata nacional do Douro que é a quase inexistência da capacidade de regular os caudais, o que nos torna dependentes da exploração espanhola da bacia do Douro a montante para a nossa produção de energia. Na tabela 2.6 observa-se a comparação entre a bacia hidrográfica espanhola e portuguesa do rio Douro:
Tabela 2.6 – Comparação entre a Bacia Hidrográfica Espanhola e Portuguesa do rio Douro [35].
Bacia Portuguesa Bacia Espanhola
Área (km2) 18500 (19%) 79000 (81%) Escoamento em regime natural (hm3) 8000 (35%) 15000 (65%) Armazenamento Total Previsto (hm3) 4465 8470 Armazenamento Total Anual (hm3) 396 7045 Total Previsto (%) 9 % 83 %
Analisando a tabela 2.6, vê-se que atualmente, apesar da Bacia Hidrográfica do Douro portuguesa apresentar uma grande capacidade hídrica instalada, sendo atualmente responsável por grande parte da produção anual hídrica nacional, estamos longe do armazenamento total possível com apenas 9% do valor total.
A resposta a esta situação está já planeada nos novos empreendimentos hídricos em planeamento e construção, onde está previsto aumentar a capacidade de armazenamento de 9% para 35% em 2016, representando 1560 hm3.
No Douro Internacional, os reforços de potência previstos não são contabilizados no cálculo do armazenamento total previsto, no entanto, têm como objetivo optimizar os caudais turbinados pela Central de Castro, na parte espanhola, que está a ser mal aproveitado por falta de capacidade de turbinamento nos aproveitamentos imediatamente a jusante, Picote e Bemposta [32].
2.4 – Aproveitamento Hidroelétrico do Foz Tua
O Aproveitamento Hidroelétrico do Foz Tua foi adjudicado à EDP, por um período de exploração de 75 anos, inserido no PNBEPH, para dar resposta às políticas nacionais e internacionais no sentido de reduzir a emissão de gases GEE e diminuir a dependência de combustíveis fósseis.
Em Abril de 2008, foram entregues os primeiros estudos do empreendimento, nomeadamento o Estudo Prévio e o Estudo de Impacte Ambiental (EIA), que deu início à Avaliação de Impacte Ambiental do Aproveitamento Hidroelétrico do Foz Tua (AHFT).
A par com estes estudos, várias autarquias da região do Tua (Alijó, Carrazeda de Ansiães, Mirandela, Murça e Vila Flor) apresentaram um estudo de avaliação do impacte da construção do aproveitamento em comparação com a não construção da mesma e a manutenção da linha ferroviária do Tua.
Em 2009, o Ministério do Ambiente emitiu a sua Declaração de Impacte Ambiental autorizando o projeto de Foz Tua, com a condição de este ser realizado a uma cota inferior à originalmente planeada, ou seja, à cota NPA 170 [36].
Em Junho de 2010, o Relatório de Conformidade Ambiental do Projeto de Execução (RECAPE) foi entregue ao Instituto Nacional da Água (INAG) pela EDP, tendo sido posteriormente submetido à Avaliação de Impacte Ambiental para pós-avaliação. Em Agosto do mesmo ano, a Comissão de Avaliação (CA) emitiu o parecer relativamente ao RECAPE, obrigando a EDP a fazer um aditamento ao mesmo de forma a cumprir com os aspetos referidos pela CA no seu parecer.
Em Março de 2011, foi emitida pelo Ministério da Economia a Licença de Produção/Estabelecimento do AHFT [37]. Um mês depois, os trabalhos de construção são iniciados, tendo sido adjudicado ao Arquiteto Eduardo Souto Moura o projeto de construção do edifício da central com a premissa de integrar o mesmo na paisagem do Douro.
Apesar disso, uma missão da UNESCO/ICOMOS às obras em curso no AHFT levou o Comité do Património Mundial da UNESCO que este empreendimento tem um “impacte irreversível e ameaça os valores” que estão na base da classificação do Alto Douro Vinhateiro como Património Mundial [37].
Em Maio de 2012, já depois da apresentação do projeto do edifício da central hidroelétrica de Foz Tua pelo Arq. Souto Moura, a EDP efetuou um aditamento ao Projeto de Execução devido ao novo projeto da central hidroelétrica.
Em Julho de 2012, foi feita nova visita por parte da UNESCO e o relatório teve em consideração as alterações feitas ao projeto inicial e concluiu que o AHFT tinha um impacte reduzido na integridade, valor e autenticidade do património em causa e os trabalhos foram retomados visto que tinha sido proposto pela UNESCO um abrandamento da obra até conclusão da reavaliação do impacte do projeto.
O AHFT está localizado na foz do rio Tua, um dos afluentes do rio Douro, entre os concelhos de Alijó e Carrazeda de Ansiães. Este aproveitamento terá um armazenamento útil na ordem dos 66 hm3 que irá produzir cerca de 600GWh anuais o que corresponde a quatro
vezes o consumo anual de eletricidade nos concelhos abrangidos por este aproveitamento. Em termos ambientais, a energia gerada no AHFT irá poupar sensivelmente 12 milhões de euros em importações de combustíveis fósseis e 3 milhões em emissões de GEE [38].
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2.4 - Aproveitamento Hidroelétrico do Foz Tua
Com um sistema reversível e em albufeira, o AHFT irá ter um contributo importante na maximização da produção energética a jusante, nos aproveitamentos de Crestuma-Lever, Régua e Carrapatelo dado que grande parte dos escalões a montante destes são aproveitamentos a fio-de-água e, como tal, não existe capacidade de retenção nas albufeiras pelo que estamos dependentes do caudal turbinado nos aproveitamentos espanhóis a montante (Saucelle e Aldeadávila).
A capacidade de armazenamento no AHFT irá igualmente tornar possível a regularização de caudais afluentes, podendo armazenar água em períodos mais húmidos para turbinar em períodos mais secos, além de ter um papel também no controlo das cheias apesar de ser caudaloso e, portanto, tem menos capacidade de regularização que outros aproveitamentos.
Além das questões intrinsecamente ligadas à produção elétrica, o AHFT oferece outras oportunidades do ponto de vista turístico e recreativo, visto que terá condições de navegabilidade e de actividades balneares, que irão atrair comércio e hotelaria para a região e contribuir para a dinamização da economia local e para o desenvolvimento dos concelhos envolventes a nível de infraestruturas e vias de comunicação, entre outras coisas.
A conclusão dos trabalhos e entrada em serviço do aproveitamento foi alterada para final de 2016 [39], em parte devido ao abrandamento mandatado pela missão da UNESCO, no entanto, este projeto representa uma parte importante na aplicação das estratégias definidas para o futuro da energia em Portugal e as metas a que o Governo se propôs em termos ambientais sob a forma do Protocolo de Quioto e a ENE2020.
